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《南方区域2024年电力市场年报》核心解读 一、年报核心数据与趋势 电力消费与供应 2024年南方五省区全社会用电量达16895亿千瓦时,同比增长7.5%,增速高于全国0.7个百分点,创近三年新高。 清洁能源发电占比显著提升:水电、风电、光伏发电量分别增长16.1%、27.5%、82.2%,火电占比下降4.2%。 西电东送电量2384亿千瓦时,同比增长16.8%,清洁能源占比79.8%。 市场化交易与绿证 市场化交易电量7647.9亿千瓦时,占全社会用电量44.9%;绿证交易6828万个,折合682.8亿千瓦时,占全国交易量超20%。 南方区域现货市场连续试运行超2年,价格波动反映供需关系,高峰时段电价显著高于低谷。 储能发展 南网统调储能装机达9.7GW,占区域总装机1.9%,广东、海南分别占比93.8%和6.2%。 二、对136号文的影响分析 新能源全面入市 136号文要求2025年底前新能源上网电量全面市场化,南方区域已率先制定实施方案,推动集中式、分布式新能源分批次参与现货市场。 影响:存量项目延续原有政策,增量项目需通过竞价形成机制电价,市场化收益不确定性增加。 取消强制配储 政策明确不得将储能作为新能源项目核准前置条件,短期内可能削弱储能投资动力,但长期依赖市场调节(如峰谷价差扩大)驱动储能发展。 绿证与市场协同 纳入机制电量的新能源项目无法获取绿证收益,绿证供给减少,但需求因国际互认、企业ESG需求增加而上升,价格可能持续上涨。 三、对光伏行业的影响 市场化挑战 光伏发电量同比增长82.2%,但现货市场电价波动加剧(如广东午间光伏大发时段电价触底),收益依赖储能配套或自用比例提升。 区域分化:消纳条件好的地区(如广东)分布式光伏政策宽松,消纳差的地区(如湖北)限制余电上网比例。 政策调整方向 分布式光伏从“规模扩张”转向“质量优先”,自发自用比例高、负荷匹配度强的项目更具竞争力。 四、对储能行业的影响 短期阵痛与长期机遇 强制配储取消后,山东、湖南等依赖租赁模式的省份储能投资短期受挫,但现货市场价差扩大(如广东峰谷价差超0.7元/千瓦时)将推动独立储能参与调峰。 技术路径:储能向“源网荷储一体化”和虚拟电厂聚合模式转型,用户侧储能因灵活性高成为重点。 收益模式重构 独立储能收益从容量租赁转向现货套利+辅助服务,需精准预测充放电时序。
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